Способ транспортировки природного газа по магистральному трубопроводу

Изобретение относится к энергосберегающим технологиям трубопроводного транспорта природного газа и может быть использовано для управления технологическим процессом магистрального трубопровода с одновременным отбором из газа ценных этан-, пропан-, бутановых компонентов. Техническим результатом изобретения является уменьшение энергозатрат для поддержания давления в магистральном трубопроводе, обеспечение стабилизации давления в магистральном трубопроводе. В способе транспортировки природного газа по магистральному трубопроводу, включающем подачу его в магистральный трубопровод, на первую и последующие компрессорные станции и выдачу потребителю через газоредуцирующие станции магистральных трубопроводов, природный газ из магистрального трубопровода отбирают и разделяют на два потока, один из которых направляют в трубопровод высокого давления, а другой в потребительский отвод, при этом газ потребительского отвода предварительно охлаждают и очищают от капельной и твердой фракций, а затем производят дальнейшее охлаждение до температуры ниже точки конденсации метана и отделение криогенной жидкости и направляют потребителю, а из полученной криогенной жидкости отделяют метан от жидкой этан-пропан-бутановой фракции, которую возвращают в трубопровод высокого давления и далее в магистральный трубопровод, а выделенный метан направляют в потребительский отвод, при этом газ, находящийся в трубопроводе высокого давления, предварительно дополнительно охлаждают, компремируют и возвращают в магистральный трубопровод. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к энергосберегающим технологиям трубопроводного транспорта природного газа и может быть использовано для управления технологическим процессом магистрального трубопровода с одновременным отбором из газа ценных этан-, пропан-, бутановых компонентов.

Наиболее близким по технической сути и достигаемому результату является известный и общепринятый в практике способ трубопроводного транспорта природного газа, включающий добычу газа на месторождении, ввод его в магистральный трубопровод, компремирование на первой (головной) и последующих компрессорных станциях (КС), обеспечивающих среднее давление в магистральном трубопроводе 3,5-7,5 МПа, и выдачу потребителю через газо-редуцирующие станции (ГРС) с давлением 0,6 (1,2) МПа.

(Например: Б.П.Поршаков, А.А.Апостолов, А.Ф.Калинин, С.М.Купцов, А.С.Лопатин, К.Х.Шотиди, Основы энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2004. - С 3-70) [1] (прототип)

Недостатками описанного способа являются большие затраты энергии (сжигаемого газа) на КС (в РФ до 15% от добываемого газа), невозможность осуществления способа при наличие большого содержания этан-пропан-бутановых фракций (3% и более) в природном газе без их отбора на месторождении, полная потеря указанных фракций при их меньшем содержании, в случае малой рентабельности или нерентабельности их отделения на месторождении. Также к недостаткам относится необходимость подогрева декомпремированного газа на ГРС и/или использования на них ингибиторов гидратообразования (метанола).

Техническим эффектом, ожидаемым от использования данного изобретения, является уменьшение энергозатрат (количества сжигаемого на КС природного газа) для поддержания давления в магистральном трубопроводе, обеспечение стабилизации давления в магистральном трубопроводе несмотря на изменение величин отбора газа потребителем в течение суток и по сезонам года, обеспечение выравнивания нагрузок на компрессоры КС, уменьшение (исключение) потерь этан-пропан-бутановых фракций при любом процентном их содержании и без отделения на месторождении, упрощение управления газотранспортной системой, повышение кондиционности подаваемого потребителю газа.

Для достижения указанного эффекта в способе транспортировки природного газа по магистральному трубопроводу, включающем подачу его в магистральный трубопровод, на первую и последующие компрессорные станции и выдачу потребителю через газоредупирующие станции (ГРС) магистральных трубопроводов, природный газ из магистрального трубопровода отбирают и разделяют на два потока, один из которых направляют в трубопровод высокого давления, а другой - в потребительский отвод, при этом газ потребительского отвода предварительно охлаждают и очищают от капельной и твердой фракций, а затем производят дальнейшее охлаждение до температуры ниже точки конденсации метана и отделение криогенной жидкости и направляют потребителю, а из полученной криогенной жидкости отделяют метан от жидкой этан-пропан-бутановой фракции, которую возвращают в трубопровод высокого давления и далее в магистральный трубопровод, а выделенный метан направляют в потребительский отвод, при этом газ, находящийся в трубопроводе высокого давления, предварительно дополнительно охлаждают, компремируют и возвращают в магистральный трубопровод.

А также тем, что газ низкого давления пропускают через дополнительный теплообменник на трубопроводе высокого давления после компрессора для дополнительного охлаждения газа высокого давления и дополнительного подогрева потребительского газа;

тем, что часть метана деметанизации с повышенным содержанием ¹³CH₄ отделяют как самостоятельное сырье;

тем, что оставшийся после сжижения в блоке отделения «тяжелого» метана ¹³СК₄ газ компремируют до давления в потребительском отводе и направляют потребителю;

тем, что сжижение части потребительского газа и повышение давления для части проходящего магистрального газа осуществляют на детандер-компрессорных установках;

тем, что сжижение части потребительского газа и повышение давления для части проходящего магистрального газа осуществляют с применением волновых детандеров;

и тем, что охлажденную часть магистрального газа с полученным на детандер-компрессорной установке или волновом детандере повышенным давлением вводят в магистраль после ГРС.

Основанием для осуществления данного способа являются два главных слагаемых: наличие бросовой, в настоящее время, энергии перепада давления на ГРС и то, что температуры кипения метана, этана, пропана и бутана при нормальных условиях составляют соответственно (-162°С); (-82°С); (-40°С) и (-5°С).

Наличие первого слагаемого позволяет утилизировать энергию на промышленно выпускаемых детандер-компрессорных установках, используя ее для повышения давления проходящего по магистрали газа, что сокращает необходимые энергозатраты на прокачку газа по трубопроводу, стабилизирует давление в магистральном трубопроводе и выравнивает нагрузки на компрессоры КС. Последние два обстоятельства обеспечивают тем, что увеличение отбора газа на ГРС (увеличение степени снижения давления газа в магистрали после отбора на ГРС) увеличивает количество утилизируемой энергии и, значит, степень повышения давления магистрального газа. При уменьшении отбора газа на ГРС - картина обратная, но в любом случае осуществляется «дожим» магистрального газа тем больший, (меньший) чем больше (меньше) упало давление в магистрали за счет отбора газа на ГРС. Современные детандер-компрессорные установки (ДКУ) позволяют производить декомпремирование-компремирование одного и того же объема газа с коэффициентом 0,8 и выше. Это дает основание утверждать, что применение данного способа позволит экономить до 50% энергии, затрачиваемой на прокачку газа по магистральным трубопроводам, тем более что сжимаемый в компрессоре ДКУ газ предварительно и/или после сжатия охлаждается в теплообменниках за счет холода газа, прошедшего детандер, и холода, получаемого при деметанизации сжиженного газа, т.е. практически вся энергия перепада давления на ГРС используется для подъема давления в магистрали после отбора газа на ГРС.

Получение этан-пропан-бутановой жидкости на ГРС также очевидно исходя из указанных выше физических свойств газов и наличия отработанной техники сжижения части проходящего через ГРС газа. Сжижать удается до 10-12% проходящего газа, причем концентрация этан-пропан-бутановых фракций в сжиженном газе возрастает в 10-20 раз по сравнению с исходной. Т.к. по предлагаемому способу производится деметанизация сжиженного газа, т.е. имеется дополнительный хладагент, сжижение удается довести до 15-17%. При таких режимах происходит выделение не менее 95% этан-пропан-бутановой фракции от содержащейся. Специальными методами (абсорбцией на высокоэффективных абсорбентах) отбор можно существенно повысить, если это будет необходимо. За счет возвращения в магистраль на каждой ГРС, по мере движения газа по магистрали, концентрация этан-пропан-бутановых фракций возрастает до концентраций, при которых их отбор становится рентабельным, что и осуществляется.

Т.к. потребительский газ и компремируемый газ обмениваются теплом для вышеизложенных технологических целей, то потребитель получает «сухой» чистый газ с требуемыми температурами, одновременно исключаются затраты энергии на подогрев газа, а также расход ингибиторов гидратообразования.

В изобретении в отличие от известных способов дальнего транспортирования газа описан метод трубопроводного магистрального транспорта газа с существенным снижением энергозатрат и снижением (исключением) потерь ценных углеводородов. Также улучшаются эксплуатационные условия трубопроводов и компрессорных станций и снижается необходимость варьирования режимами последних, т.е. упрощается управление всей системой.

Впервые предложен подход для использования существующих топливных газопроводов одновременно в качестве топливо-продуктопроводов без потерь ценных продуктов при отборе потребителем топливной компоненты. Впервые предложен способ попутного (без затратного) получения концентрированного сырья для выработки тяжелого изотопа углерода. Способ по изобретению полностью осуществляется с использованием промышленно выпускаемых устройств и оборудования.

Изобретение поясняется чертежом, где изображены основные узлы технологической схемы реализации способа по изобретению.

Согласно приведенной технологической схеме оборудование ГРС для осуществления способа по изобретению включает в себя магистральный трубопровод - 1; детандер - 2; компрессор - 3; блок - 4 отделения сжиженного природного газа (СПГ); рекуперативный теплообменник - 5; теплообменник - 6; блок - 7 деметанизации; блок - 8 отделения «тяжелого» метана (¹³CH₄); трубопровод (Л1) - 9 высокого давления; потребительский отвод (Л2) - 10; отвод (Л3) - 11 газа деметанизации; трубопровод (Л4) - 12 возврата этан-пропан-бутановых фракций.

Способ по изобретению осуществляется следующим образом: природный газ из магистрального трубопровода - 1 отбирают и разделяют на два потока в трубопровод (Л1) - 9 высокого давления и потребительский отвод (Л2) - 10. Газ потребительского отвода (Л2) - 10 предварительно охлаждают в рекуперативном теплообменнике - 5 и очищают от капельной и твердой фракции на сепарационно-фильтрующей системе (не показано). Очищенный и предварительно охлажденный газ подают для срабатывания давления и одновременного охлаждения на детандер - 2, в котором происходит охлаждение газа ниже точки конденсации метана. Переохлажденный газ подают в блок - 4 отделения сжиженного природного газа (СПГ), где производят отделение криогенной жидкости от газа, газ низкого давления по продолжению потребительского отвода (Л2) - 10 через рекуперативный теплообменник - 5 и теплообменник - 6 направляют потребителю. Полученную криогенную жидкость подают в блок - 7 деметанизации, где отделяют метан от жидкой этан-пропан-бутановой фракции, используя для испарения метана тепло газа высокого давления, прошедшего компрессор - 3, установленный на трубопроводе (Л1) - 9 высокого давления. Оставшуюся криогенную этан-пропан-бутановую жидкость возвращают в трубопровод (Л1) - 9 высокого давления; путем эжекции или криогенным насосом (не показано). Этан-пропан-бутановая жидкость газифицируется в трубопроводе (Л1) - 9 высокого давления, одновременно понижая температуру газа после компрессора. Предварительно охлажденный газ первого потока трубопровода (Л1) - 9 высокого давления после компремирования и дополнительного охлаждения, имеющий более высокое давление, чем магистральный, возвращают в магистральный трубопровод - 1 оптимальным образом (например, осуществляя известный принцип струйного насоса - компрессора), в результате чего компенсируют (частично компенсируют) падение давления газа в магистральном трубопроводе - 1, происшедшее за счет отбора потребительского газа. Полученный в результате деметанизации в блоке - 7 деметанизации метан направляют в потребительский отвод.

Газ деметанизации можно пропускать через дополнительный теплообменник на потребительском отводе, чем дополнительно обеспесивают предохлаждение газа перед детандером (не показано).

Газ низкого давления можно пропускать через дополнительный теплообменник на трубопроводе (Л1) - 9 высокого давления после компрессора, чем обеспечивается дополнительное охлаждение газа высокого давления и дополнительный подогрев потребительского газа (не показано).

В процессе сжижения природного газа наряду с этан-пропан-бутановой фракцией в блоке - 4 отделения сжиженного природного газа (СПГ) в жидкости возрастает концентрация «тяжелого» метана (¹³CH₄) ввиду того, что температура кипения «тяжелого» метана выше, чем метана с легким изотопом углерода. По той же причине в процессе деметанизации концентрация «тяжелого» метана в жидкости (по низу колонны блока - 7 деметанизации) также увеличивается. Используя данное обстоятельство, на экспериментально определяемой тарелке колонны деметанизации отбирают метан с повышенной концентрацией «тяжелого» метана, который направляют в блок - 8 отделения «тяжелого» метана (¹³CH₄), путем дросселирования газа и повторного сжижения его части отбирают жидкость с максимальной концентрацией «тяжелого» метана. Оставшийся после ожижения в блоке отделения «тяжелого» метана газ компремируют до давления в потребительском отводе (Л2) - 10 и направляют потребителю (не показано).

Оставшийся после сжижения газ можно эжектировать в потребительский отвод (не показано).

Таким образом, в изобретении впервые обеспечено использование топливных газопроводов в качестве топливо-продуктопроводов без потерь ценных углеводородов при отборе топливного газа потребителем. Данное изобретение позволяет избавиться от необходимости дорогостоящего строительства новых газоразделительных и перерабатывающих мощностей на удаленных газовых и газоконденсатных месторождениях с большим содержанием этан-пропан-бутановых фракций. Одновременно изобретение позволяет избавиться от необходимости отдельной транспортировки отделяемых на месторождениях фракций и/или продуктов их переработки из удаленных от потребителя регионов расположения месторождений. При этом, в связи с накоплением ценных фракций в магистральных трубопроводах по пути транспорта, появляется возможность рентабельного из отбора, даже если первоначальная концентрация была малой и не обеспечивала их рентабельное отделение при использовании современной техники и технологии.

Одновременно существенно снижаются затраты энергии (количество сжигаемого природного газа), необходимой для транспортировки газа по магистральным трубопроводам, стабилизируется давление в них, выравниваются нагрузки на компрессоры магистральных компрессорных станций. Как следствие, упрощается вся система управления транспортом газа, увеличиваются сроки эксплуатации системы без замены ее элементов.

Наконец, появляется возможность побочного (без затрат энергии, сырья и хладагентов) отделения концентрата, содержащего тяжелый изотоп углерода, дорогостоящего сырья для медицины и других отраслей.

1. Способ транспортировки природного газа по магистральному трубопроводу, включающий подачу его в магистральный трубопровод, на первую и последующие компрессорные станции и выдачу потребителю через газоредуцирующие станции магистральных трубопроводов, отличающийся тем, что природный газ из магистрального трубопровода отбирают и разделяют на два потока, один из которых направляют в трубопровод высокого давления, а другой в потребительский отвод, при этом газ потребительского отвода предварительно охлаждают и очищают от капельной и твердой фракций, а затем производят дальнейшее охлаждение до температуры ниже точки конденсации метана и отделение криогенной жидкости и направляют потребителю, а из полученной криогенной жидкости отделяют метан от жидкой этанпропанбутановой фракции, которую возвращают в трубопровод высокого давления и далее в магистральный трубопровод, а выделенный метан направляют в потребительский отвод, при этом газ, находящийся в трубопроводе высокого давления, предварительно дополнительно охлаждают, компремируют и возвращают в магистральный трубопровод.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что газ низкого давления пропускают через дополнительный теплообменник на трубопроводе высокого давления после компрессора для дополнительного охлаждения газа высокого давления и дополнительного подогрева потребительского газа.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что часть метана деметанизации с повышенным содержанием ¹³CH₄ отделяют как самостоятельное сырье.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что оставшийся после сжижения в блоке отделения «тяжелого» метана ¹³CH₄ газ компремируют до давления в потребительском отводе и направляют потребителю.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что сжижение части потребительского газа и повышение давления для части проходящего магистрального газа осуществляют на детандер-компрессорных установках.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что сжижение части потребительского газа и повышение давления для части проходящего магистрального газа осуществляют с применением волновых детандеров.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что охлажденную часть магистрального газа с полученным на детандер-компрессорной установке или волновом детандере повышенным давлением вводят в магистраль после ГРС.